Способ консервации газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород. Способ консервации газовой скважины в зоне многолетнемерзлых пород включает ее глушение, извлечение лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации блокирующей жидкости с плотностью, большей плотности тампонажного раствора из портландцемента, установку цементного моста над продуктивным пластом путем закачивания в заданный интервал указанного тампонажного раствора, а после проведения его затвердевания закачивание дополнительной пачки тампонажного раствора состава, мас.%: тампонажный портландцемент - 86-89, гидрокарбоалюминатная добавка - 2-7, гипс - 2-7, пластификатор - 0,1-0,2, вода - остальное, с поддержанием давления в трубном и затрубном пространствах скважины, проверку цементного моста на прочность и герметичность и заполнение ствола скважины и интервала многолетнемерзлых пород газовым конденсатом. Технический результат - повышение растекаемости тампонажного раствора и устранение условий образования зазоров между внутренними поверхностями эксплуатационных колонн и цементным камнем. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород.

Известен способ консервации скважины, включающий глушение скважины, закачку в интервал перфорации специальной жидкости, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, снятие с устьевой арматуры штурвалов, установку на отводах арматуры заглушек [РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации. - М.: Миннефтепром, Мингазпром, Мингеологии, Госгортехнадзор СССР, 1985. - С.10-13].

Недостатком этого способа при консервации скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород, является недостаточная герметизирующая способность установленных в стволе скважины цементных мостов из-за низкой растекаемости тампонажного раствора и образования по этой причине в процессе ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) микротрещин в цементном камне цементного моста и зазоров между внутренними поверхностями эксплуатационных колонн и цементным камнем цементного моста, ведущая к появлению газопроявлений в уже законсервированной скважине, в том числе межколонных. Возможность расслоения технологического раствора в стволе скважины со скоплением в зоне многолетнемерзлых пород чистой воды может привести к смятию эксплуатационной колонны при обратном промерзании горных пород в этом интервале.

Известен способ консервации скважины, включающий глушение скважины, закачку в интервал перфорации специальной жидкости, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, снятие с устьевой арматуры штурвалов, установку на отводах арматуры заглушек [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - С.24-26].

Недостатком этого способа при консевации скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород, является недостаточная герметизирующая способность установленных в стволе скважины цементных мостов из-за низкой растекаемости тампонажного раствора и образования по этой причине в процессе ОЗЦ микротрещин в цементном камне цементного моста и зазоров между внутренними поверхностями эксплуатационных колонн и цементным камнем цементного моста, ведущая к появлению газопроявлений в уже законсервированной скважине, в том числе межколонных. Возможность загрязнения призабойной зоны пласта тампонажным раствором, а также возможность расслоения технологического раствора в стволе скважины со скоплением в зоне многолетнемерзлых пород чистой воды в случае неточного заполнение интервала многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью может привести к смятию эксплуатационной колонны при обратном промерзании горных пород в этом интервале.

Примером наличия газопроявлений в уже законсервированных скважинах может служить скважина №705 Медвежьего месторождения, в которой отмечаются межколонные давления, равные 4,0 МПа. При расконсервации скважины №Р-707 Уренгойского месторождения было выявлено, что фактическое местоположение цементного моста оказалось ниже отметок, зафиксированных в деле скважины при ее консервации. Это может быть объяснено либо расслоением цементного раствора и осаждением тяжелых фракций в нижней части моста в процессе ОЗЦ, либо постепенным сползанием моста из-за недостаточного сцепления моста с эксплуатационной колонной. Кроме того, эту скважину пришлось очень долго осваивать по причине проникновения тампонажного раствора в продуктивный пласт и загрязнения призабойной зоны пласта на довольно большую глубину.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа консервации скважины, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в устранении газопроявлений в уже законсервированной скважине за счет повышения растекаемости тампонажного раствора и устранении микротрещин в цементном камне цементного моста и зазоров между внутренними поверхностями эксплуатационных колонн и цементным камнем цементного моста путем закачивания под давлением дополнительной порции тампонажного раствора с повышенной растекаемостью.

Технический результат достигается тем, что в известном способе консервации газовой скважины в зоне многолетнемерзлых пород, включающем ее глушение, извлечение лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации блокирующей жидкости с плотностью, большей плотности тампонажного раствора из портландцемента, установку цементного моста над продуктивным пластом путем закачивания в заданный интервал тампонажного раствора, а после проведения его затвердевания - закачивание дополнительной пачки тампонажного раствора состава, мас.%: тампонажный портландцемент - 86-89; гидрокарбоалюминатная добавка - 2-7; гипс - 2-7; пластификатор - 0,1-0,2; вода - остальное, с поддержанием давления в трубном и затрубном пространствах скважины, проверку цементного моста на прочность и герметичность и заполнение ствола скважины и интервала многолетнемерзлых пород газовым конденсатом.

На чертеже показана схема реализации заявляемого изобретения, где цифрами обозначены: превенторная установка 1, комплекс для промывки скважины (КОПС) 2, подъемный агрегат 3, заливочные трубы 4, цементный мост 5, эксплуатационная колонна 6, смесительная машина 7, цементировочный агрегат 8, пароподогревательная установка 9.

Способ осуществляется следующим образом.

Вначале производят глушение скважины, извлекают из скважины лифтовую колонну (не показано). После этого с устья скважины демонтируется фонтанная арматура (не показано), на устье скважины монтируется превенторная установка 1 с комплексом для промывки скважины (КОПС) 2. В скважину с помощью подъемного агрегата 3 спускают колонну заливочных труб 4 малого диаметра или колонну гибких труб колтюбинговой установки, через которые на забой скважины и в интервал перфорации закачивают блокирующую жидкость плотностью, большей плотности тампонажного раствора (ρ=1600 кг/м³, ГОСТ 1581-96), что позволит предотвратить попадание тампонажного раствора в продуктивный пласт и, как следствие, не загрязнить призабойную зону пласта и не уменьшить фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) продуктивного пласта. Известно, что плотности рассолов на основе двух или трех солей (хлористого кальция, бромистого цинка) достигают значений от 1810 до 2300 кг/м³ /Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - 274 с./. Поэтому в качестве блокирующей жидкости использовали раствор на основе солей хлорида и бромида кальция, плотностью ρ=1810 кг/м³.

На поверхности приготавливают тампонажный раствор из чистого портландцемента и закачивают его через заливочные трубы 4 в заданный интервал ствола скважины, не продавливая его через интервал перфорации в продуктивный пласт. После чего колонну заливочных труб 4 приподнимают над цементным мостом 5 и оставляют его на ОЗЦ.

На поверхности приготавливают свежий тампонажный раствор из портландцемента и добавок, обеспечивающих повышение прочности и адгезионной способности цементного моста 5 с эксплуатационной колонной 6, увеличение степени линейного и объемного расширения тампонажного раствора, а также его растекаемости.

Вначале в бункер смесительной машины 7 подают сухой портландцемент, например ПТЦ-20(0)-50 - 86%, затем подают гидрокарбоаалюминатную добавку (ГКА) - 2%, гипс - 2% и пластификатор - 0,2%, например С-3. Объем подаваемых в цемент добавок контролируется с помощью мерников. Сухую смесь тщательно перемешивают. Для получения более качественной смеси производят двойное перезатаривание смеси из одной смесительной машины в другую. После получения необходимой композиции производят затворение смеси водой (9,8%) с помощью цементировочных агрегатов 8 и смесительных машин 7 по известным методикам. Для подогрева растворов, особенно в зимний период, применяется пароподогревательная установка 9.

Необходимость закачивания в скважину дополнительной пачки свежего тампонажного раствора, содержащего тампонажный портландцемент, гидрокарбоалюминатную добавку, гипс, пластификатор и воду, при следующем соотношении композиций, мас.%: тампонажный портландцемент - 86-89; гидрокарбоалюминатная добавка (ГКА) - 2-7; гипс - 2-7; пластификатор - 0,1-0,2; вода - остальное, объясняется следующим.

Введение в тампонажный раствор добавок ГКА и гипса в одинаковых соотношениях приводит к образованию в нем дополнительного количества гидросулюфоалюмината кальция, которое обеспечивает расширение твердеющей смеси тампонажного раствора. Наибольший расширяющийся эффект цементного моста достигается при внесении в тампонажный раствор добавок ГКА и гипса в размере 5-7 мас.%. Однако при вводе в тампонажный раствор ГКА и гипса более 4 мас.% получаются малотекучие тампонажные растворы с растекаемостью менее 180 мм, что не обеспечивает заполнение микротрещин в цементном камне цементного моста и зазоров между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны и цементным камнем цементного моста. Для повышения степени растекаемости в тампонажный раствор вводят пластификатор, например С-3. При таком соотношении добавок получается тампонажный раствор с необходимой растекаемостью и текучестью, позволяющий заполнить возникающие при ОЗЦ микротрещины в цементном камне цементного моста и зазоры между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны и цементным мостом.

Расчетное количество свежеприготовленного тампонажного раствора закачивают под давлением через заливочные трубы 4 в ствол скважины на уже установленный цементный мост 5 для заполнения им микротрещин в цементном камне цементного моста и зазоров, образовавшихся между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 6 и цементным камнем цементного моста 5 в процессе усадки тампонажного раствора при ОЗЦ. При этом в затрубном пространстве скважины поддерживают противодавление, равное или чуть большее давлению продавки тампонажного раствора по заливочным трубам 4, что обеспечивает уплотнение цементного камня цементного моста 5 и заполнение дополнительной пачкой тампонажного раствора микротрещин в цементном камне цементного моста 5 и зазоров, образовавшихся между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 6 и цементным мостом 5, и придает ему необходимую твердость. Затем производят вымывание излишек тампонажного раствора, приподнимают заливочные трубы 4 и повторно оставляют скважину на ОЗЦ.

После повторного ОЗЦ проводят проверку цементного моста 5 на прочность и герметичность.

Затем колонну заливочных труб 4 снова приподнимают над цементным мостом 5 и через них заполняют ствол скважины и интервал многолетнемерзлых пород 10 газовым конденсатом, что обеспечивает одинаковую плотность раствора в стволе скважины и предотвращает его расслоение.

С устья скважины демонтируют КОПС 2 и превенторную установку 1, монтируют фонтанную арматуру (не показано). С фонтанной арматуры снимают штурвалы и устанавливают на отводах арматуры заглушки (не показано).

Предлагаемый способ консервации скважин более надежен, так как устраняет причины образования газопроявлений через негерметичности цементного моста (устраняются микротрещины в цементном камне цементного моста и зазоры между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны и цементным камнем цементного моста, приводящие к возникновению газопроявлений в уже законсервированной скважине, в том числе межколонных); позволяет повысить надежность герметизации ствола за счет устранения расслоения технологического раствора в стволе скважины и образования в зоне многолетнемерзлых пород полостей, заполненных чистой водой, приводящих к смятию эксплуатационной колонны в процессе обратного промерзания многолетнемерзлых пород в процессе длительной консервации скважины; устраняет загрязнение продуктивного пласта, что позволяет сократить затраты и продолжительность работ по последующей расконсервации скважины; обеспечивает экологическую чистоту и безопасность скважины, находящейся в консервации.

Способ консервации газовой скважины в зоне многолетнемерзлых пород, включающий ее глушение, извлечение лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации блокирующей жидкости с плотностью, большей плотности тампонажного раствора из портландцемента, установку цементного моста над продуктивным пластом путем закачивания в заданный интервал указанного тампонажного раствора, а после проведения его затвердевания - закачивание дополнительной пачки тампонажного раствора состава, мас.%:

тампонажный портландцемент	86-89
гидрокарбоалюминатная добавка	2-7
гипс	2-7
пластификатор	0,1-0,2
вода	остальное

с поддержанием давления в трубном и затрубном пространствах скважины, проверку цементного моста на прочность и герметичность и заполнение ствола скважины и интервала многолетнемерзлых пород газовым конденсатом.